3 de octubre de 2012
AntecedentesVenezuela contiene algunas de las mayores reservas de petróleo y gas natural en el mundo. Consistentemente se la clasifica como uno de los principales proveedores de petróleo a los EE.UU.
Venezuela es uno de los mayores exportadores mundiales
de crudo y el más grande en el hemisferio occidental. El sector petrolero es de
vital importancia para la economía venezolana. Como miembro fundador de la
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Venezuela es un jugador
importante en el mercado mundial de petróleo.
En 2010, Venezuela consumió 3,2 x 1015
BTU de energía total. El petróleo representa el grueso del consumo total de
energía en Venezuela. La hidroelectricidad y el gas natural representan, cada
uno, más del 20 por ciento mientras que el carbón representa el resto del
consumo de energía. En la última década el porcentaje de consumo de petróleo en
la matriz energética del país total ha aumentado del 36 por ciento al 47 por
ciento, en gran parte debido a que el gobierno venezolano subsidia los combustibles
líquidos.
Petróleo
Venezuela fue el octavo mayor
exportador neto de petróleo en 2010.
Según el Oil and Gas
Journal (OGJ), Venezuela tenía 211 x 109 (billions) barriles de reservas probadas de petróleo en 2011, la
segunda más grande en el mundo. Este número constituye una importante revisión
al alza - hace dos años la misma publicación figuran las reservas del país en
99,4 x 109 barriles. La actualización resulta de la inclusión de las
enormes reservas de crudo extra pesado de la Faja del Orinoco. Las reservas
podrían ser aún mayores llegando a 316 x 109 barriles, con una mayor
investigación del proyecto "Magna Reserva".
En 2010 el país contaba con exportaciones netas de
petróleo de 1,7 millones de barriles por día (bbl/d), la octava más grande del
mundo y el más grande en el hemisferio occidental. Mientras que la producción
de crudo para 2011 aumentó 100.000 bbl/d (e igualó los niveles de 2009), los
niveles generales de producción han disminuido en casi una cuarta parte desde
2001. Declinación natural en los campos más antiguos, problemas de mantenimiento,
y la necesidad de aumentar la inversión extranjera están detrás de esta
tendencia. Además, las exportaciones netas de petróleo también han disminuido
ya que el consumo interno ha aumentado un 39% desde 2001.
A partir de 2010, Venezuela mantuvo aproximadamente
3.400 km de oleoductos para atender el consumo interno del país. Si bien las
discusiones para construir un gasoducto internacional con Colombia están en
curso, Venezuela actualmente no tiene oleoductos internacionales.
Sector organización
Venezuela nacionalizó su industria petrolera en la década de 1970, con la creación la estatal Petróleos de Venezuela SA (PDVSA), empresa de petróleo y gas natural. Además de ser el empleador más grande de Venezuela, las cuentas de PDVSA son una parte significativa del PIB del país, los ingresos del gobierno, y los ingresos de exportación. Durante la década de 1990, Venezuela adoptó medidas para liberalizar el sector petrolero. Sin embargo, desde la elección de Hugo Chávez en 1999, Venezuela se ha incrementado la participación pública en la industria petrolera. El gobierno de Chávez planteó inicialmente impuestos y tasas de regalías en proyectos nuevos y existentes; y la propiedad mayoritaria obligatoria de PDVSA en todos los proyectos petroleros.
En 2002, casi la mitad de los empleados de PDVSA
abandonaron sus puestos en protesta contra el gobierno del presidente Chávez,
en gran parte llevaron las operaciones de la compañía a un alto. A raíz de la
huelga, PDVSA despidió a 18.000 trabajadores y revisó la organización interna a
fin de consolidar el control gubernamental. En 2006, Chávez implementó la
nacionalización de la exploración y producción de petróleo en Venezuela, la
obligatoriedad de una renegociación de un mínimo de 60% de participación de PDVSA
en los proyectos. Dieciséis empresas, entre ellas Chevron y Shell, aceptaron
los nuevos acuerdos, mientras que Total y ENI fueron desplazadas. Venezuela ejerce
una creciente presión sobre los operadores extranjeros que permanecen en el
país para aumentar la inversión y compensar los recientes descensos de
producción.
Exploración y producción
EIA estima que el país produjo alrededor de 2,47
millones de bbl/d de petróleo en 2011. El petróleo crudo representa 2,24
millones de bbl/d de ese total y los condensados y líquidos de gas natural (GLP),
la producción restante. Las estimaciones de la producción venezolana varían de
una fuente a otra, en parte debido a la metodología de medición. Por ejemplo,
algunos analistas suman el petróleo extra-pesado producido en la Faja del
Orinoco en la producción de petróleo crudo de Venezuela. Otros (incluyendo EIA)
lo cuentan como crudo sintético mejorado, cuyo volumen es de aproximadamente 10
por ciento menor que la del original extra pesado.
El petróleo crudo convencional de Venezuela es
pesado y con mucho azufre para los estándares internacionales. Como resultado,
gran parte de la producción petrolera de Venezuela debe ir a refinerías
especializadas nacionales o internacionales. La zona de producción del país más
prolífica es el lago de Maracaibo, que produce un poco menos de la mitad de la
producción petrolera de Venezuela. Muchos de los campos de Venezuela son muy
maduros, que requieren fuertes inversiones para mantener la capacidad actual.
Analistas de la industria estiman que PDVSA debe gastar unos US $ 3 mil
millones cada año sólo para mantener los niveles de producción en los
yacimientos existentes, dadas las tasas de disminución de al menos el 25 por
ciento.
El petróleo pesado de la Faja del Orinoco
Venezuela contiene miles de millones de barriles de
petróleo crudo extra pesado y bitumen, la mayoría de los cuales están situadas
en la Faja del Orinoco, en el centro de Venezuela. De acuerdo con un estudio
publicado por el Servicio Geológico de EE.UU., la estimación media de los
recursos recuperables de petróleo de la Faja del Orinoco es 513 mil millones de
barriles de petróleo crudo. PDVSA comenzó el proyecto "Magna Reserva"
en el año 2005, que implicó dividir la región del Orinoco en cuatro áreas y 28
bloques para cuantificar las reservas en cada lugar. Esta iniciativa dio lugar
a la mejora de las estimaciones de las reservas venezolanas en más de 100 mil
millones de barriles.
En la década de 1990, PDVSA de Venezuela estableció
cuatro asociaciones estratégicas para explotar estos recursos. Después de la
aplicación de la política de nacionalización en 2007, las asociaciones
estratégicas dirigidas por ConocoPhillips, ExxonMobil y Total con
participaciones minoritarias en manos de Chevron, BP, Statoil y PDVSA se convirtieron
en nuevas empresas mixtas lideradas por PDVSA a través de su participación
mayoritaria. La nacionalización también dio lugar a la salida de ConocoPhillips
y ExxonMobil, que no llegaron a un acuerdo.
Estos proyectos implican la conversión del crudo extra
pesado y bitumen por uno más liviano y sin azufre, conocido como crudo
sintético. La modernización de las refinerías propias introduce otro elemento
de riesgo en la cadena de suministro de petróleo de Venezuela. Si bien el país
ha incrementado la capacidad de producción de alrededor de 600.000 bbl/d de
crudo sintético, las estimaciones de la industria son que los niveles de estos
proyectos de producción serán inferiores a 500.000 bbl/d debido a problemas de
mantenimiento y seguridad.
Venezuela planea desarrollar aún más los recursos la
Faja en los próximos años. En 2009, firmó acuerdos bilaterales para el
desarrollo de cuatro grandes bloques en el área de Junín. El año pasado, otorgó
otras dos grandes concesiones de desarrollo en la región Carabobo. Venezuela
espera que estos proyectos puedan añadir más de 2.000.000 bbl/d de capacidad de
producción de petróleo pesado a fines de la década (véase el cuadro).
Proyectos existentes
y planeados en la Faja del Orinoco
Venezuela fue capaz de firmar estos acuerdos
recientes, sin embargo, dados los recientes problemas regulatorios y
operativos, la incertidumbre rodea el futuro de la producción del Orinoco.
Exportaciones
Las estadísticas más recientes muestran que las
exportaciones de petróleo de Venezuela se han reducido en casi un 50 por
ciento, desde el pico a 3,06 millones de b/d en 1997. Venezuela exporta gran
parte de su producción de petróleo a Estados Unidos debido a la proximidad
geográfica lo que aumenta la rentabilidad de sus exportaciones y justifica porqué
las refinerías de la Costa del Golfo de EE.UU. están específicamente diseñadas
para manejar crudo pesado venezolano.
En la actualidad, Venezuela es el cuarto proveedor de
petróleo crudo de los Estados Unidos detrás de Canadá, México y Arabia Saudita.
Sin embargo, las importaciones estadounidenses procedentes de Venezuela han
disminuido en los últimos años. En 2011, Estados Unidos importó 951.000 bbl/d
de crudo y productos derivados del petróleo de Venezuela, sólo un 8,3 por
ciento del total de las importaciones estadounidenses. Incluso teniendo en
186.000 bbl/d de las importaciones estadounidenses de las Islas Vírgenes de
EE.UU., que son casi exclusivamente productos petrolíferos refinados de crudo
venezolano, la importancia de Venezuela para el sector energético de América
está en declive (ver gráfico).
En los últimos años, Venezuela ha tratado de
diversificar sus destinos de exportación de crudo de petróleo fuera de los
Estados Unidos. Otros destinos importantes de las exportaciones petroleras
venezolanas incluyen el Caribe, Asia y Europa (véase el gráfico). Uno de los
destinos de más rápido crecimiento de las exportaciones de crudo venezolano ha
sido China. En 2011, China importó 230.000 bbl/d de crudo de Venezuela, frente
a sólo 19.000 bbl/d en 2005.
Venezuela proporciona una cantidad considerable de
petróleo crudo y productos refinados a sus vecinos de la región a precios por
debajo del mercado y con las condiciones de financiación favorables. Bajo la
iniciativa de Petrocaribe, Venezuela provee petróleo crudo y productos
refinados a numerosos países del Caribe y América Central, ofreciendo
financiamiento favorable y largo plazo de amortización que a menudo cuentan con
acuerdos de trueque en lugar de transacciones en efectivo. Además, Venezuela
tiene un acuerdo de suministro por separado con Cuba. De acuerdo con informes
de la industria, estos acuerdos de suministro preferencial cantidad a más de 400.000
bbl/d de las exportaciones venezolanas.
Refinación
Según OGJ, Venezuela tenía
1,28 millones de bbl/d de capacidad de refinación de petróleo crudo en 2012, operados
todos por PDVSA. Las instalaciones principales incluyen el Centro de Refinación
Paraguaná (955.000 bbl/d), Puerto de la Cruz (195.000 bbl/d), El Palito
(126.900 bbl/d), y San Roque (5.200 bbl/d). A través de PDVSA y su filial CITGO,
Venezuela también controla una significativa
capacidad de refinación fuera del país (véase el gráfico) lo que resulta en una
capacidad total de 2,8 millones de bbl/d.
La mayor parte de las operaciones de refinación de
Venezuela están en los Estados Unidos.
CITGO, la filial de PDVSA en USA, opera tres
refinerías (Lake Charles, LA; Corpus Christi, TX; Lemont, IL), con una
capacidad de destilación de crudo de petróleo combinado de 755.400 bbl/d.
Las refinerías de CITGO en la costa del golfo se
abastecen, en su mayor parte, con petróleo crudo de PDVSA en virtud de
contratos de suministro a largo plazo. PDVSA también posee una participación
del 50 por ciento en la instalación de 189.000 bbl/d Chalmette en Louisiana.
En 2009 ConocoPhillips ejerció la opción de compra
de parte de PDVSA de su refinería de Sweeny, Texas. Esta operación, junto con
la venta de su participación accionaria en Ruhr Oel GmbH de Alemania a Rosneft,
constituye una reducción sustancial de la capacidad mundial neta de Venezuela.
Venezuela planea expandir las refinerías nacionales
y en otros mercados de refinación internacional. A nivel nacional, Venezuela
planea agregar una capacidad de más de 400.000 bbl/d en 2020. Los proyectos más
notables incluyen una refinería de 400.000 bbl/d en joint venture con
PetroChina en la provincia de Guandong; una de 300.000 bbl/d en joint venture
con Petroecuador en Manabí; y una de 230.000 bbl/d un emprendimiento conjunto
con Petrobras en el noreste de Brasil.
Gas natural
Venezuela tiene las reservas
naturales de segundo gas más grandes del hemisferio occidental.
Según OGJ , Venezuela tenía
195 trillón de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas de gas natural en 2012,
la segunda más grande en el hemisferio occidental, después de Estados Unidos.
En 2011, el país produjo 1,1 TCF de gas natural seco, mientras que consume
cerca de 1,2 TCF (véase el gráfico).
La industria consume la mayoría de la producción de
gas natural de Venezuela, siendo la mayor parte de ese consumo la reinyección
de gas para mantener la presión y ayudar a la extracción de petróleo crudo.
Debido a la disminución de la producción en campos ya maduros, el uso de gas
natural para la recuperación secundaria de petróleo se ha incrementado en más
de un 50 por ciento desde 2005. Para satisfacer la creciente demanda
industrial, Venezuela importa gas de Colombia y Estados Unidos. El gobierno ha
priorizado el desarrollo de la producción nacional de gas natural para la
necesidad no sólo industrial, sino también para los mercados residenciales y
comerciales; y en consecuencia está desarrollando su infraestructura de gas en
apoyo de este esfuerzo.
Sector organización
En 1999 Venezuela votó la Ley de Gas, que tenía la
intención de diversificar la economía mediante la facilitación del desarrollo
de gas natural no asociado y la ampliación del papel del gas natural en el
sector energético de Venezuela. Esta legislación permite a los operadores privados
a poseer el 100 por ciento de los proyectos de gas no asociado, a diferencia de
las normas de propiedad en el sector petrolero. También ordena bajar las
regalías y tasas de impuesto a las ganancias sobre proyectos de gas natural no
asociados. La ley otorga a PDVSA el derecho de adquirir una participación del
35 por ciento en cualquier proyecto que pase a estado de operación comercial.
En 2007, Chávez anunció un referéndum público sobre las propuestas de enmiendas
a la Constitución, una de las cuales da derecho al Estado a una participación
de control en nuevos proyectos de gas, similar a la del sector petrolero. Sin
embargo, el pueblo venezolano derrotó el referéndum de diciembre de 2007. Desde
entonces, el Estado todavía tiene que volver a proponer enmiendas a la ley de Gas.
PDVSA produce la mayor cantidad de gas natural en Venezuela, y es también el
mayor distribuidor de gas natural. Varias empresas privadas también funcionan
actualmente en el sector de gas de Venezuela. Los participantes con activos
importantes son Repsol-YPF, Chevron y Statoil.
Exploración y producción
Se estima que 90 por ciento de las reservas de
Venezuela son de gas asociado, es decir, que se encuentran a lo largo de las
reservas de petróleo. Tras el anuncio de Chávez de la "Revolución Gasífera
Socialista", en 2009, el Ministerio de Energía y Petróleo anunció planes
para aumentar la producción de gas natural de aproximadamente 14 bcf/d y
comenzar a exportar en 2015. En la actualidad, Venezuela está trabajando para
aumentar la producción de gas no asociado, en gran parte gracias al desarrollo
de las reservas costa afuera. En tierra firme, PDVSA está trabajando para aumentar
la producción y la capacidad en los yacimientos existentes, incluyendo Anaco, Barrancas
y Yucal Placer. Costa afuera PDVSA ha adjudicado bloques de exploración a
compañías petroleras internacionales, como Statoil Total y Chevron en las áreas
Plataforma Deltana, Mariscal Sucre y Blanquilla-Tortuga al noreste de la costa
de Venezuela. Venezuela también ha adjudicado bloques exploratorios a Gazprom y
Chevron para desarrollar los potenciales de 26 TCF de gas bloques en el Golfo
de Venezuela. La exploración costa afuera ha producido numerosos hallazgos
exitosos, incluyendo Repsol-YPF y el descubrimiento de ENI de 6.8 TCF de gas
natural recuperable en el bloque Cardón IV del Golfo de Venezuela - uno de los
mayores descubrimientos de gas natural en la historia del país.
PDVSA había encontrado un campo con un potencial de
7,7 TCF en Tía Juana Lago, en la zona Sur. Para el desarrollo de gas costa
afuera de Venezuela pueda avanzar de manera significativa, los asociados
internacionales tendrán que desempeñar un papel central en la producción. PDVSA
no tiene experiencia en la producción de gas no asociado – el intento más
reciente de la compañía en operar un proyecto de gas natural costa afuera tuvo como
resultado el hundimiento de la plataforma semi-sumergible Aban Pearl plataforma
de perforación en mayo 2010.
Gasoductos y gas natural licuado (GNL)
En los últimos años, Venezuela ha mejorado su red doméstica
de 1.700 km de transporte de gas natural para permitir una mayor utilización
interna y el movimiento de la producción de gas natural con el sistema de
Interconexión del sistema Centro Occidente de aproximadamente 120 millas (ICO).
El ICO conecta el este y el oeste del país, haciendo el gas natural más
fácilmente disponible para los consumidores domésticos y para la reinyección en
campos petroleros occidentales. A su finalización prevista a finales de 2012,
el ICO tendrá una capacidad de transporte de 520 millones de pies cúbicos por
día (MMcf/d). Además, el proyecto de un gasoducto de 190 km, SINORGAS
transportará gas que se produce en alta mar a la red de gasoductos nacionales a
través de Sucre y Anzoátegui. En 2008 fue habilitado el gasoducto Antonio
Ricaurte, que conecta Venezuela con Colombia. En la actualidad, el gasoducto
permite a Colombia para exportar gas natural a Venezuela, con volúmenes
contratados oscilan entre 80 y 150 MMcf / d. Los planes son que el flujo se
revierta de dirección con Venezuela exportando 140 MMcf/d de gas natural a
Colombia. En septiembre de 2008, Venezuela firmó acuerdos iniciales para crear
tres empresas mixtas para desarrollar proyectos de GNL en la costa norte del
país. Aunque PDVSA firmó contratos con una serie de inversores internacionales
para estos proyectos, la continuidad en las negociaciones, las dificultades y
preocupaciones de materias primas tienden a retrasar su fecha de inicio 2014.
Electricidad
Como la mayoría de los países
de América del Sur, Venezuela depende de la energía hidroeléctrica para la
mayor parte de sus necesidades de electricidad.
En 2010, Venezuela tenía casi 25 Gigavatios de
capacidad de generación instalada. El país genera alrededor de 105 mil millones
de kilovatios-hora de electricidad en 2010, el 72 por ciento de las cuales fue
la energía hidroeléctrica. Durante la mayor parte de la década de 2000 el
consumo de electricidad creció a más del doble de la tasa de la capacidad
instalada, dejando al límite a la red eléctrica de Venezuela. Una gran sequía
en 2009-2010 obligó al presidente Chávez a declarar una "emergencia
eléctrica" y llevó al gobierno a implementar dolorosas políticas de
reducción de la demanda. Como resultado de ello, en 2010 la generación total de
electricidad fue de 48% menos que en 2008.
Sector organización
Grandes empresas estatales dominan el sector de la
electricidad en Venezuela. El gobierno controla el sector de la electricidad a
través de la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC), un holding de
propiedad estatal creada en 2007 para consolidar el sector energético.
CORPOELEC es responsable del suministro de electricidad a toda la cadena de
electricidad, controlando todas las empresas eléctricas más importantes de
Venezuela, incluyendo Electrificación del Caroní (EDELCA), que genera alrededor
de las tres cuartas partes del suministro de electricidad del país total.
La hidroelectricidad
La hidroelectricidad proporciona la mayor parte del
suministro de electricidad de Venezuela. La mayoría de las instalaciones de
producción del país hidroeléctricas están situadas en el río Caroní en la
región de Guayana. La planta Gurí de 8.900 megavatios de energía hidroeléctrica
en el Caroní es una de las represas más grandes del mundo y proporciona la
mayor parte de la energía eléctrica de Venezuela. Los niveles de agua en la
presa de Gurí cayó a niveles históricamente bajos durante la sequía de
2009-2010, lo que obligó al país a implementar cortes de suministro rotativos,
reducción del consumo para la producción industrial y multas a los grandes
usuarios por consumo excesivo. Venezuela planea ampliar la producción hidroeléctrica
en el futuro.
Térmica convencional
Generación usando gas
natural como combustible representa alrededor de la mitad de la generación de
electricidad térmica convencional en Venezuela; el fueloil y diesel el resto.
Ha habido una creciente inversión en capacidad térmica convencional como un
medio para reducir la dependencia de la energía hidroeléctrica y poder utilizar
los recursos nacionales de hidrocarburos. PDVSA comenzó a generar energía para
su propio consumo en 2010 para minimizar los riesgos de suministro de energía
en el sector de la producción de petróleo. La expansión de la capacidad de
generación térmica convencional con el uso de combustibles líquidos, podría
reducir aún más las exportaciones de petróleo de Venezuela.
Artículo publicado por U S Energy Information Administration y traducido por nosotros
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